Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин

Изобретение относится к области добычи нефти с применением заводнения продуктивных пластов и предназначено для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Техническим результатом является расширение ассортимента составов, образующих в пласте водоизоляционные экраны, способствующие выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающем закачку в пласт через нагнетательные скважины пенообразующего раствора - водного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ с гелеобразующей добавкой, повышающей устойчивость образуемой пенной оторочки, а затем газа, в качестве указанной гелеобразующей добавки используют силикат натрия в количестве 10-11% объемных, газ закачивают в объеме, позволяющем преобразовывать в пласте пенообразующий раствор в пену с условной кратностью 2-5, закачку газа прекращают после завершения пенообразования с созданием водоизоляционного экрана. Пенную оторочку образуют в пласте циклически многократными последовательными закачками указанного пенообразующего раствора и газа. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к области добычи нефти с применением заводнения продуктивных пластов и предназначено для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий закачку в пласт изолирующих осадко и/или гелеобразующих составов, избирательно проникающих в наиболее проницаемые пропластки (патент РФ №2175053, Е 21 В 43/00, 1999).

Недостатком известного способа является то, что для создания водоизоляционных экранов требуется значительное количество реагентов, что делает способ высокозатратным. Кроме того, исходные реагенты не всегда имеются в требуемом количестве.

Наиболее близким аналогом является способ, предусматривающий снижение проницаемости обводненной части пласта, при котором происходит выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины пенообразующего раствора - водного раствора поверхностно-активного вещества, а затем газа, причем в пенообразующий раствор вводят гелеобразующие добавки, повышающие устойчивость пеной оторочки, формирование которой осуществляют циклически многократными последовательными закачками пенообразующего раствора и газа (патент РФ №2186953, Е 21 В 43/16, 2002).

Техническим результатом является расширение ассортимента составов, образующих в пласте водоизоляционные экраны, способствующие выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.

В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающем закачку в пласт через нагнетательные скважины пенообразующего раствора - водного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ с гелеобразующей добавкой, повышающей устойчивость образуемой пенной оторочки, а затем газа, в качестве указанной гелеобразующей добавки используют силикат натрия в количестве 10-11% объемных, газ закачивают в объеме, позволяющем преобразовывать в пласте пенообразующий раствор в пену с условной кратностью 2-5, закачку газа прекращают после завершения ценообразования с созданием водоизоляционного экрана.

Пенную оторочку образуют в пласте циклически многократными последовательными закачками указанного пенообразующего раствора и газа.

Для реализации способа в призабойную зону пласта через нагнетательную скважину закачивают пенообразующий раствор - водный раствор ионогенных или неионогенных ПАВ, например сульфонола, неонола, синтанола и др. с концентрацией 0,5-0,8% мас., а затем газообразный агент, например азот, природный газ или воздух, в количестве и соотношении, определяемых коллекторскими свойствами пласта и объемом создаваемой пенной оторочки.

Пример расчета объема пенной оторочки.

Например, по рекомендации геологической службы добывающего предприятия в пласт необходимо закачать 500 м³ пенной оторочки.

Объем пенообразующего раствора определяют исходя из кратности пены -

K_п=(V_гп+V_пр)/V_пр, где:

(V_гп+V_пр)=V_п - объем пеногазового состава;

V_пр - объем пенообразующего раствора;

V_гп - объем газа в пластовых условиях.

V_пр=V_п/K_п.

Если необходимо создать в пласте пеногазовую оторочку с кратностью - 5, то V_пр=500 м³/ 5=100 м³.

Тогда объем газа, являющегося составляющей частью пеногазовой оторочки, в пластовых условиях равен -

V_гп=V_п-V_пр=500-100=400 м³.

Объем газа в нормальных условиях (на поверхности) определяем из формулы Клайперона-Менделеева -

V_гп=V_гоР_оТ_п/Р_пТ₀, где:

V_го - объем газа в нормальных условиях, м³ (400 м³);

Р_о - атмосферное давление, атм (1 атм);

Т_о - температура на приеме компрессора, К (253 К);

Р_п - давление в пласте, атм (200 атм);

Т_п - температура в пласте, К (333 К).

V_го=V_гпР_пТ_о/Р_оТ_п=400·200·253/1·333=60000 м³

Таким образом, с поверхности в пласт необходимо закачать 60000 м³ газа, чтобы получить пеногазовую оторочку объемом 500 м³ с кратностью -5.

При закачке в пласт пенообразующего раствора им прежде всего насыщаются имеющие более высокую проницаемость интервалы, в которые уходят основные объемы воды, закачиваемой для вытеснения нефти из пласта.

Последующая закачка в пласт газа ведет к проникновению его преимущественно в эти же интервалы и к вспениванию пенообразующего раствора за счет диспергации газа и обволакивания его пленкой из раствора. Созданная пенная структура занимает объем в несколько раз больший (в К_п раз, где К_п=1+V_гп/V_пр), чем оторочка раствора. Происходит увеличение охвата интервала пласта в радиальном направлении.

Контроль за технологическим процессом ведут по давлению на устье скважины. При нагнетании газового агента, осуществляемом после закачки в пласт пенообразующего раствора, давление начинает монотонно возрастать из-за возрастания сопротивления пласта по мере увеличения охвата его пенной оторочкой. Момент завершения пенообразования фиксируется по снижению темпа роста давления на устье скважины, так как в этот момент фронт газа достигает границы пластовой воды, в которой не происходит образования устойчивой пены. Дальнейшую подачу газа прекращают.

В поровых каналах высокопроницаемого пропластка образуется пенная структура, обладающая высокими кольматирующими свойствами, так как пена обладает достаточно высокой прочностью на сдвиговые усилия и продолжительной устойчивостью.

Для повышения устойчивости пенных систем в водный раствор ПАВ вводят гелеобразующую добавку - силикат натрия в количестве 10-11% объемных, способствующую образованию более прочных оболочек газовых пузырьков. Концентрация реагентов установлена по результатам исследований.

При необходимости увеличения охвата высокопроницаемого интервала пласта пенной оторочкой проводят многократную циклическую закачку пенообразующего раствора и газа. Предлагаемый способ позволяет за счет образования пены в пласте создать водоизоляционный экран, более глубоко продвинутый в высоко проницаемые интервалы. После установки водоизолирующего экрана нагнетательную скважину вводят в эксплуатацию. Создание пенной системы в высокопроницаемых интервалах пласта приводит к эффективному перераспределению фильтрационных потоков нагнетаемой в пласт воды, чем обеспечивает дополнительное вытеснение остаточной нефти, содержащейся в низкопроницаемых интервалах пласта.

1. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины пенообразующего раствора - водного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ с гелеобразующей добавкой, повышающей устойчивость образуемой пенной оторочки, а затем газа, отличающийся тем, что в качестве указанной гелеобразующей добавки используют силикат натрия в количестве 10-11 об.%, газ закачивают в объеме, позволяющем преобразовывать в пласте пенообразующий раствор в пену с условной кратностью 2-5, закачку газа прекращают после завершения пенообразования с созданием водоизоляционного экрана.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что пенную оторочку образуют в пласте циклически многократными последовательными закачками указанного пенообразующего раствора и газа.